中國儲能網訊：
編者按
最近，有關加快電力市場推進的文件頻頻出臺，電力市場改革進入全新階段。隨著省級現貨市場試點快速鋪開并逐漸走上正軌，省間電力交易仍以計劃性的長協(xié)為主，價格形成機制不夠健全，送受端經濟責任未能厘清，省間電力交易市場建設亟待進一步完善。本文詳細介紹了國外典型電力市場中跨市場交易的經驗，并重點分析了跨市場交易中市場主體的權責銜接和經濟責任的合理劃分，以期為完善我國省間電力市場的規(guī)則機制提供參考。
2015年3月，黨中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號文），明確提出包括“鼓勵具備條件的區(qū)域在政府指導下建立規(guī)范的跨省跨區(qū)電力市場交易機制，促使電力富余地區(qū)更好地向缺電地區(qū)輸送電力，充分發(fā)揮市場配置資源、調劑余缺的作用”在內的重大電力體制機制市場化改革措施。當前，我國以省為實體的電力現貨市場建設進展迅速，截至目前，已有22個省（市、自治區(qū)）處于模擬試運行、結算試運行或連續(xù)結算試運行狀態(tài)，其中6個已進入長周期連續(xù)試運行。與此呈鮮明對比的是，跨省跨區(qū)電力交易整體上還是以優(yōu)先計劃為主，作為?。▍^(qū)域市場）的出清邊界，價格形成機制與送、受端電力現貨市場經濟責任的動態(tài)銜接還沒有落實，各方對跨市場交易（也可稱為“市場間交易”）的定位、操作方式、責任承擔還沒有完全形成共識。從電網物理輸送角度看，跨省跨區(qū)電力交易是跨電網交易；從現貨市場體系角度看，跨省跨區(qū)電力交易是跨市場交易。在歐美以區(qū)域市場為主的市場體系中，也存在與我國跨省跨區(qū)交易相類似的市場間交易。雖然我國選擇了“漸進式”電力市場機制建設路徑，與歐美“休克式”電力市場建設路徑差異巨大，但是我國跨省跨區(qū)電力交易與歐美市場間交易并沒有本質區(qū)別，歐美的機制設計經驗對我國有很大的參考價值，國外主要電力市場中，市場間交易的組織方式和交易機制完全能夠為我國未來跨省跨區(qū)電力交易市場化的交易機制的建設提供借鑒。
國外主要電力市場中跨市場交易機制
隨著可再生能源占比的提高，各國電力市場逐漸通過更多跨市場、跨電網的電力交易，來實現電力資源更大范圍的優(yōu)化配置，以增加可再生能源的消納、提高電力系統(tǒng)的運行效率和降低全社會用電成本。2022年，歐洲輸電系統(tǒng)運營商網絡（ENTSO）運營區(qū)域內發(fā)電量合計2.7萬億千瓦時，電量交換達到0.45萬億千瓦時，約占全部發(fā)電量的16%。在北美地區(qū)，以PJM為例，2022年，其與周邊NYISO、MISO等市場的凈電量交換達到318億千瓦時，其中受電量是155億千瓦時，外送電量是474億千瓦時，大約占區(qū)域內全部用電量的5%。
美國跨市場交易
1996年，聯(lián)邦能源管理委員會（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）頒布第888號法令，要求區(qū)域傳輸組織（RTO）/獨立系統(tǒng)運營商（ISO）必須獨立于每一個電力市場參與者，為所有合格的用戶提供開放的、非歧視的輸電服務，奠定了建立電力市場的基礎，逐漸形成加州、中西部、新英格蘭、紐約、西北、PJM、東南、西南、SPP、德州10個區(qū)域電力市場。2002年，美國進一步提出分離輸電業(yè)務、配電業(yè)務和發(fā)電業(yè)務，推出標準化交易模式（Standard Market Design，SMD），統(tǒng)一了市場組織模式（日前市場和實時市場）和批發(fā)側電價形成方式（采用節(jié)點電價法）。
以PJM為例，如圖所示，PJM與MISO，通過ALTE、ALTW等10個關口進行電量交換；PJM與NYISO通過HUDS、LIND、NEPT、NYIS四個關口進行電量交換。PJM，與MISO、NYISO一樣，都采用了全電量統(tǒng)一優(yōu)化出清的模式。對于PJM來說，不管是電力外送還是受入，都會對市場內部的電力潮流分布產生影響，電力外送相當于全電量負荷的一部分，電力外受相當于全電量供給的一部分（電源），進而在統(tǒng)一優(yōu)化出清的過程中影響到部分或全部節(jié)點的出清價格。因此，不同區(qū)域的電量交換，影響了市場內的供需，事實上參與了PJM的定價，就需要以市場間交易的方式進行安排和結算。換句話說，在PJM市場的運行中，必須考慮內部電力市場運行與電力外送或者受入電力的銜接問題。這個銜接主要表現在以下三個方面：
一是市場成員權責的銜接。比如在PJM市場規(guī)則中，專門針對在PJM市場內購電、且服務于PJM區(qū)域外用戶（相當于我國送端省外送電），或是區(qū)域外的發(fā)電資源向PJM送電的外部發(fā)電資源（近似相當于我國特高壓直流的配套電源）的相關權利和義務進行了規(guī)定。也就是說，無論是向PJM市場外的用戶送電交易、還是由PJM外部電源向PJM送電交易，都需要在PJM市場中注冊成為市場成員，并且與其他市場成員一樣參與PJM現貨市場的出清。
二是經濟關系的銜接。在中長期交易階段，北美地區(qū)市場間交易一般都是在市場成員之間以雙邊協(xié)議方式開展（相當于我國的“點對點”交易方式，但結算參考點不是與我國一樣設置在送端換流站或者送端省網與聯(lián)絡線關口，而是雙方協(xié)商約定在任意一點），當然也有少數兩地州政府間簽訂長期送電協(xié)議（相當于我國的政府間協(xié)議），北美政府間長期送電協(xié)議一般不計經濟代價，盈虧由雙方或一方政府財政資金承擔。到了現貨運行階段，外來電（交易商）作為市場中的電源、外送電（交易商）作為市場中的負荷參與出清，以相應的市場成員身份承擔經濟責任。近些年，隨著北美地區(qū)逐漸開展了協(xié)調交易機制（Coordinated Transaction Scheduling，CTS）,它更加接近實時調度，在兩個市場ISO的幫助下，市場參與者可以通過兩個市場的關口價格差來決定是否達成交易，因此更加確保了交易符合電力潮流經濟輸送（必須從現貨價格低的市場向現貨價格高的市場送電）這一目的的實現。由于CTS機制是基于對關口節(jié)點電價預測準確性基礎上進行的，而價格預測很難做到準確，交易商還要為此承擔很大風險，所以CTS的交易量十分有限。
三是運行方式的銜接。市場間交易（跨市場交易）涉及到兩個市場運營機構運行調度，相比區(qū)域內發(fā)電資源或用戶交易，需要做一些特殊的安排。比如，對于PJM控制區(qū)之外的外部發(fā)電資源，通過參與PJM容量市場拍賣并中標，從而獲得容量電費等收入，那么就意味著其在PJM市場內有容量承諾義務，則根據規(guī)則要求必須要在PJM的日前市場中作為發(fā)電資源進行報價并參與出清，其報價通過市場關口系統(tǒng)提交（不論中長期合同約定的參考結算點在哪里），而其發(fā)電計劃則通過Exschedule系統(tǒng)提交。當然這個過程是存在風險的，因為市場最后的出清結果并不一定與中長期合同約定的相同，而發(fā)電計劃實際被執(zhí)行多少取決于市場關口系統(tǒng)提交報價的被出清量。相比區(qū)域內的發(fā)電資源，PJM對于外部發(fā)電資源在申報信息方面的要求也不同。在可靠性評估和機組調度要求方面，如果外部發(fā)電資源進入到機組組合（RAC），那么就必須要提交NERC電子標簽，包含有每個小時提供的電量信息。而對于向PJM區(qū)域外送電的市場成員，則需要提前通過OASIS向PJM提出跨境輸電服務要求，經過PJM評估通過后才能獲得相應輸電服務。
輸電運營商的收入受到嚴格監(jiān)管，其成本除了包括共用網絡輸電費、跨市場固定點對點輸電服務費和非固定點對點輸電服務費，還包括了黑啟動等費用，除此之外，PJM運營成本以及相關監(jiān)管成本也隨輸電費用按電量從用戶側收取。
歐洲跨境交易
歐洲市場模式與北美地區(qū)完全不同，并不是市場運營機構統(tǒng)一根據市場主體意愿（報價）安排全部發(fā)電計劃，而是分散調度決策的市場，大部分市場都采用了自調度模式。在電力市場雙邊交易階段，每個平衡責任體（任意交易的買賣雙方）都要為自己的平衡承擔（實物）責任，直到進入平衡階段，輸電運營商（TSO）是平衡責任的承擔方。這樣的市場模式下，跨市場（跨電網或電網阻塞區(qū)）電力交易安排省去了集中式市場中需要分別以交易商形式在送、受兩端市場中進行優(yōu)化出清（送端購買、受端出售）的過程，但也通過平衡階段的集中交易充分顯示了電力需要實時集中優(yōu)化平衡的特點。目前已有25個國家通過耦合形成了單一日前和日內市場（盡管耦合關系不是非常穩(wěn)定），這些耦合市場的用電量已占到歐洲總用電量的85％。隨著歐洲輸電系統(tǒng)運營商網絡（ENTSO）運行下的市場耦合機制的發(fā)展，市場間電力交易也愈加活躍。歐洲跨境輸電線路有的是由兩端電力市場的輸電運營商（TSO）共同出資建設運營，也有的是其他市場主體出資建設，其收入主要來源于兩端市場的電價差、輸電權拍賣收入以及為兩端市場提供平衡服務的收入。
歐洲跨境聯(lián)絡線交易一般覆蓋了遠期、日前、日內和平衡機制四個時間維度。遠期交易可以是實物交易，即必須實際物理執(zhí)行或進入平衡市場的實物頭寸，也可以是金融交易，以日前市場價格進行結算。關于輸電通道容量，既可以通過遠期拍賣方式來確定，也可以通過物理指定（通過單一耦合市場提交），或者是更普遍的方式，即通過日前拍賣財務結算后釋放的輸電權。在單一耦合的市場中，跨境交易聯(lián)絡線包含線損因子，由于TSO在發(fā)現有高價區(qū)向低價區(qū)送電時，會釋放反向輸電權的機制設計，最終跨境交易電力潮流并不會與遠期交易的送電方向完全相同（無論實物交易還是金融交易），反而主要受兩端市場日前或日內電價差的影響而形成最終的經濟潮流，比如，A端和B端兩個市場，如果B比A市場價格高，那么實際運行過程中將會有更多電力從A到B，以提高A市場的出清價格。相反，在很多情況下如果B和A市場的價差等于網損價格，那么輸電線路所有者將不能從中獲得收入。也就是說，只要輸電線路兩端的市場存在價格差，輸電線路所有者就可以在價格較低的市場中買入并且在價高的市場賣出，以獲得收入。
國外跨市場交易經驗總結
北美和歐洲電力市場由于市場模式的差異，跨市場交易組織也有很大的差異，但是一方面，都保證了電力潮流從低價區(qū)向高價區(qū)送電，另一方面，都采用了電力市場普適性的規(guī)則，可以總結為以下三個方面。
一是跨市場交易最重要的就是需要落實交易雙方的經濟責任。潮流的物理輸送服從于電網的運行規(guī)律，這是國內外都必須遵守的電網運行基礎，盡管國外的調度不分級，但是兩個市場的調度機構也必須合作，使送受電滿足一切物理規(guī)律。之所以國外能夠實現潮流的經濟輸送，關鍵是讓涉及的各方主體自己承擔相應的經濟責任。例如在PJM市場中，如果是要通過聯(lián)絡線向PJM區(qū)域外送電的市場主體，必須要在PJM市場內作為負荷參與出清，承擔作為負荷的經濟責任。同樣，如果是PJM區(qū)域外的發(fā)電資源要向PJM送電，必須參與PJM的現貨市場，還可以參與容量市場，中標后作為有容量義務的發(fā)電資源參與PJM市場。同樣在歐洲市場中，無論是有聯(lián)絡線所有者組織送電還是其他市場成員進行的跨境電力交易，其收益都將來源于在送端市場買入價格與受端市場賣出價格之差（必須為正值），同時要考慮線損價格。
二是通過輸電權方式對輸電容量進行分配?？缡袌鼋灰祝瑥谋举|上說，是兩個不同調度關系的市場主體之間進行的交易。既然是隸屬于不同調度關系，就需要調度之間進行協(xié)調。由于電力系統(tǒng)實時平衡的固有特性，需要兩個調度機構通過某種方式，將輸電通道上的容量進行分配，并且通過這種分配方式，將不同交易方式下所提交的跨市場送電需求，排列出優(yōu)先級，變成可執(zhí)行的調度計劃。出于上述目的，國外跨市場交易普遍采取了輸電權的方式來分配輸電容量。當然輸電權獲得方式可以有多種。比如PJM中就有固定點對點輸電服務和非固定點對點輸電服務，從輸電通道安排優(yōu)先級來說，固定點對點輸電服務比非固定點對點輸電服務有優(yōu)先級。
三是在實時階段相對集中的優(yōu)化增加了跨市場交易的靈活性?？缡袌鲭娏灰自诮咏鼘崟r階段的優(yōu)化都需要相對集中地進行。在北美地區(qū)近些年開展的CTS，就是接近實時運行的，是由兩端市場ISO共同的出清系統(tǒng)進行優(yōu)化，相較于此前兩個市場銜接方式，給了市場主體更接近實時的調整手段。在歐洲，單一耦合市場中，日前和日內市場的出清也都采用了輸電權隱性拍賣的方式，同時TSO在發(fā)現高價區(qū)向低價區(qū)送電的時候，立即開始反向釋放輸電權，而不會為了保證通道利用率，繼續(xù)執(zhí)行原有送電方向，目的就是更加靈活地進行電力潮流的優(yōu)化，出清的電量自動獲得輸電權。
對我國跨省跨區(qū)電力交易建立市場化交易機制的啟示
2000年，我國提出實施“西電東送”戰(zhàn)略后，跨省跨區(qū)電力交易開始快速發(fā)展。截至2022年底，全國“西電東送”工程輸電能力達到3.2億千瓦，跨省跨區(qū)電力交易量達到2.35萬億千瓦時，約占全社會用電量的34.3%。可以說，過去的二十多年，跨省跨區(qū)電力交易在保障電力供應、促進東西部地區(qū)經濟社會協(xié)同發(fā)展方面發(fā)揮了重要作用。新形勢下，新型電力系統(tǒng)調節(jié)能力之所以重要，并不是僅僅指電源個體的調節(jié)能力最為寶貴，實際上占比越來越高的跨省跨區(qū)電力交易的靈活性更加寶貴，這也是多年以來對電網靈活、精細、經濟調度要求的題中應有之義。跨省跨區(qū)電力交易除了繼續(xù)發(fā)揮更大范圍內優(yōu)化配置資源的作用，也應當成為新型電力系統(tǒng)靈活性的重要保障，這對建設新型電力系統(tǒng)同樣意義重大。因此，亟需建立適應我國全國統(tǒng)一電力市場體系的跨省區(qū)送電市場化機制（跨市場交易機制）。國外成熟電力市場中市場間交易的實踐，可以為我們提供很好的經驗借鑒。
一是明確跨省區(qū)送電交易中交易雙方的主體責任。按照發(fā)改辦體改［2022］129號文件要求，落實跨省跨區(qū)交易與省內現貨市場在經濟責任、價格形成機制等方面的動態(tài)銜接。按照我國跨省跨區(qū)電力交易傳統(tǒng)交割點設置習慣，送端電源在送端關口交割、受端電網在受端關口“收貨”，因此，應推動全部網對網交易方式的長期跨省跨區(qū)電力交易合同明確送電方責任到送端電源，允許受端的用戶側參與跨省跨區(qū)交易，跨省跨區(qū)交易賣方成交結果作為送端關口負荷增量、買方成交結果作為受端關口電源參與省內出清結算（歐美市場間交易的通行做法）。跨省跨區(qū)電力交易合同在省間可以基本以物理執(zhí)行為主，由簽訂合同的雙方，以約定交易交割點為準，在省間按照統(tǒng)一的跨市場交易規(guī)則進行結算。合同執(zhí)行時，合同簽訂雙方分別以送端通道上網關口和受端通道落地關口為界，作為送端省內市場的負荷和受端省內市場的電源，參與各自省內現貨出清或省內中長期合同偏差結算。一旦受端電價低于送端電價，則應允許采購受端電源電力沖抵送端輸電計劃。如合同約定無論價格如何必須完成輸電計劃，則買方作為受端電源參與受端現貨市場時不再報價，僅為價格接受者參與市場。
二是建立輸電權確權、交易、補償制度。考慮與現行跨省跨區(qū)電力交易機制的銜接，初期可通過支付輸電費獲得輸電通道容量，推動輸電費收取方式由一部制電量電價或兩部制電價改為一部制容量電價。對于一部制容量輸電價可能造成電網企業(yè)輸電投資效率下降問題，可采用按核價周期根據利用小時考核合理收益的方式加以解決。對于歷史上有明確配套電源，且潮流方向固定的輸電通道，輸電費可由配套電源支付并獲得物理輸電權，對于清潔能源消納需占用配套電源已獲得輸電權的輸電通道容量問題，以及送受端現貨價格逆轉后受端電源增發(fā)電量沖抵輸電計劃情況，可由受益的送端清潔能源和受端電源向配套電源補償相應輸電費損失。后續(xù)可探索開展金融輸電權交易，鎖定合同電量所需要的傳輸能力，對沖現貨市場的阻塞風險，逐步形成更加靈活的跨省區(qū)輸電通道容量分配機制。
三是將現有跨省區(qū)優(yōu)先計劃納入省間中長期交易范疇管理。分類放開跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電計劃，推動將國家送電計劃、地方政府送電協(xié)議轉化為政府授權的中長期合同。如過渡期合同中明確輸電計劃不可調整，則在送端市場，可通過送端電源“接受市場定價”來達到保障“優(yōu)先出清”的目的。在受端關口，政府授權合約覆蓋電量以報量不報價方式參與受端現貨市場，按照政府授權合約價格進行差價結算，由受端全體工商業(yè)承擔盈虧。通過此方式，可以保障在過渡期跨省區(qū)送電優(yōu)先計劃的執(zhí)行，同時實現省內市場和跨省區(qū)送電計劃有序銜接，從而保證電力市場整體運行效率。
“?。▍^(qū)域）電力現貨市場+跨市場交易機制”是我國電力市場體系的整體架構，推動跨市場交易機制建設是深化我國電力現貨市場機制改革的重要組成部分。但是必須看到，跨市場交易機制改革絕不是簡單的電力市場化改革，跨市場交易牽一發(fā)而動全身，需要從電力規(guī)劃、輸電價格、系統(tǒng)運行機制三個方面系統(tǒng)推進。特別是考慮到我國負荷中心和資源稟賦逆向分布的特點，近期“西電東送、南北互供”仍然是重要的方向，跨市場交易機制建設在“急不得”的同時也“慢不得”，更關鍵的是“停不得、等不得”。隨著風光大基地的建設，我國的遠程送電通道將迎來一個“大發(fā)展、大建設”時期，投資規(guī)劃需要穩(wěn)定預期，而只有建立清晰的跨市場交易機制才能科學判斷投資經濟性，否則將會造成規(guī)劃失誤，產生具有“先天性缺陷”的項目，這將成為未來發(fā)電企業(yè)生產經營的最大風險。
